Контроль перегрузки линий

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра “Электрические системы”

 

Т.А.Шиманская

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ

И ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

“АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ”

Для студентов дневного и заочного отделений

специальности Т 01.01.00 “Электроэнергетика”

и 1-43 01 02 “Электроэнергетические системы и сети”

                                                 

 

 

Минск 2005

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ.. 1

ВВЕДЕНИЕ.. 5

1 Вопросы, решаемые в проекте АСДУ и АСКУЭ электрической сети. Разработка задания на курсовое проектирование и формирование вариантов исходных данных.. 6

2 Характеристика района электрической сети как объекта управления. Структура интегрированной АСУ РЭС.. 9

3 Требования к АСДУ РЭС.. 13

4 Требования к АСКУЭ РЭС.. 21

5 Требования к техническим средствам и программному обеспечению АСДУ и АСКУЭ РЭС.. 35

6 Разработка системы оперативного сбора информации для создания АСДУ и АСКУЭ РЭС.. 42

6.1. Определение состава телеинформации с подстанций для реализации оперативно-информационно-управляющего и вычислительного комплексов АСДУ.. 42

6.2. Определение состава КТС диспетчерского пункта сети. 46

6.3. Составление телемеханических таблиц. 52

6.4. Разработка структуры сети связи. 60

6.5. Определение состава КТС диспетчерского пункта сети. 62

7 ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ СИСТЕМЫ. Формирование схем подстанций средствами графического редактора Системы... 65

8 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМЫ... 71

9 Охрана труда при обслуживании устройств релейной защиты... 76

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 85

ВВЕДЕНИЕ

Стремительное развитие средств вычислительной техники и телекоммуникаций, цифровой картографии, успехи микроэлектроники, активное внедрение систем контроля, защит и управления подстанций, разработанных с использованием цифровых защит, непрерывное совершенствование системного и прикладного программного обеспечения создают объективные предпосылки для пересмотра принципов управлением электросетевым предприятием.

Одним из основных направлений дальнейшего развития и совершенствования управления электрическими сетями должно стать внедрение интегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ) предприятием на базе стандартных решений по техническому, информационному и программному обеспечению. Практическая реализация этого направления должна обеспечивать достижение наилучших результатов в управлении, оптимизации технологических процессов, режимов работы электрических сетей, сбалансированного роста технико-экономических показателей, рационального использования материальных и трудовых ресурсов.

Одной из важнейших проблем в области управления электрическими сетями в настоящее время является создание автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) и автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ). Быстрое развитие микропроцессорной техники, широкое внедрение ЭВМ создали хорошие предпосылки для перехода к микропроцессорным устройствам, созданию систем регистрации аварийных нарушений и передачи информации на различные уровни диспетчерской иерархии.

1 Вопросы, решаемые в проекте АСДУ и АСКУЭ электрической сети. задание на курсовое проектирование и формирование вариантов исходных данных

В курсовом проекте по проектированию АСДУ и АСКУЭ должны решаться следующие вопросы:

а) характеристика схемы заданного района электрической сети (РЭС);

б) разработка принципиальной схемы электрических соединений и нормальной оперативной схемы выбранной подстанции;

в) определение структуры диспетчерского управления района электрической сети;

г) составление перечня защит и автоматики основного оборудования подстанций;

д) определение состава и объема телеинформации с подстанций;

е) разработка структуры комплекса технических средств телемеханики подстанций и диспетчерского пункта для АСДУ;

ж) организация учета электроэнергии в электрической сети;

1) расстановка и выбор типа счетчиков на подстанциях;

2) расстановка и выбор типа УСПД;

3) определение структуры АСКУЭ электрической сети;

з) составление телемеханических таблиц;

и) определение структуры сети связи для АСДУ.

Исходными данными для проектирования являются схема района электрической сети, которая может быть взята по месту работы или практики, согласно рисунку 1.1, схемы подстанций в соответствии с рисунком 1.2.

Район электрической сети должен содержать не менее 4 подстанций 110/10, 110/6, 110/35/10 кВ. Количество присоединений на средней стороне равно количеству букв в имени студента, на низкой стороне – в отчестве студента.

Рисунок.1.1 Схема района электрической сети

Рисунок 1.2 - Схема ПС 110/6 кВ Забавы

Варианты систем телемеханики для проектирования АСДУ приведены в таблице 1.1

Таблица1.1 - Варианты систем телемеханики
Вариант задания	Система телемеханики
1	ЭНС
2	ГРАНИТ-МИКРО
3	ТЕЛУР
4	ПТК «СИСТЕЛ»
5	КОМПАС ТМ-2.0
6	ПТК «ДЕКОНТ»
7	SMART-КП
8	ТМ «РАСПРЕДЕЛЕННЫЕ ТЕЛЕСИСТЕМЫ»

2 Характеристика района электрической сети как объекта управления. Структура интегрированной АСУ РЭС

РЭС является подразделением филиала электрических сетей (ФЭС) Республиканского унитарного предприятия энергетики (РУП энергосистемы).

Цель работы РЭС – обеспечение надежного электроснабжения потребителей электрической энергии требуемого качества.

В процессе обеспечения потребителей электроэнергией РЭС выполняет следующие основные функции:

- оперативное управление и техническая эксплуатация объектов распределительных сетей;

- ремонт закрепленных электроустановок на обслуживаемой территории;

- контроль за электропотреблением;

- производство аварийно-восстановительных работ на объектах электрических сетей;

- осуществление контроля за реализацией электрической энергии и учет электропотребления;

- ведение графиков ограничений мощности и контроль за их выполнением, контроль за соблюдением договоров потребления электрической энергии, выполнение расчетов за потребляемую электроэнергию с потребителями в зоне обслуживания РЭС [1].

Для осуществления перечисленных выше функций в РЭС, как правило, создаются:

- районная-диспетчерская служба (РДС) или группа (РДГ) и оперативно-выездные бригады (ОВБ), работающие под управление диспетчера РЭС;

- участки, оперативно-эксплуатационные пункты (ОЭП) по оперативному и техническому обслуживанию распределительных сетей 0,4-10 кВ (при территориальной форме обслуживания);

- бригады централизованного ремонта воздушных и кабельных линий 0,38-10 кВ, ТП, РП;

- группа механизации или транспортный участок, хозяйственная группа.

При выполнении производственных функций РЭС осуществляет прямые связи с оперативно-диспетчерской службой: заявки на вывод из работы и резерва оборудования подстанций и распределительных сетей, находящихся в ведении диспетчера объединенной диспетчерской службы (ОДС) ФЭС; предложения по повышению качества электроэнергии; план мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электросетях; результаты замеров нагрузок и уровней напряжений [1].

Технологическими объектами управления являются электрические сети 0,4-10 кВ, состав которых приведен ниже.

Объекты управления:

- трансформаторные подстанции 110-35-10 кВ (РУ-10 кВ);

- трансформаторные пункты 6-10\0,4 кВ;

- распределительные пункты 6-10 кВ;

- линии электропередачи 6-10 и 0,4 кВ, в том числе кабельные и воздушные;

- малые дизельные гидроэлектростанции (ДЭС, ГЭС);

- пункты секционирования (ПАС) ВЛ-10 кВ (автоматические и неавтоматические);

- оперативный персонал.

Элементы объектов управления:

- датчики I, U, P, Q, Wh, Var, t;

Устройства:

- релейной защиты и автоматики: фидер 6-10 кВ, АПВ, АРВ 10 кВ;

- устройства определения места повреждения (ОМП): ФИП, МФИ 10 кВ;

- устройства диагностики оборудования;

- регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов 110\35\10кВ,

а также:

- дугогасящие катушки 6-10 кВ;

- батареи статических конденсаторов 0,4-10 кВ;

- коммутационные аппараты 6-10 кВ.

Организационная структура ИАСУ РЭС должна разрабатываться в соответствии с организационно-функциональной структурой управления распределительными электрическими сетями РЭС согласно рисунку 2.2 и включать подсистемы:

- АСДУ, состоящую из оперативно-информационного управляющего комплекса (ОИУК), АРМ специалистов РДС (РДГ), УТМ, систем контроля, защиты и управления (СКЗУ), автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП);

-  автоматизированная система управления предприятием (АСУ П) с элементами подсистемы автоматизированной системы контроля, учета электрической энергии (АСКУЭ).

Рисунок.2.2 Организационная структура ИАСУ РЭС

ИАСУ РЭС должна представлять собой двух уровневую систему управления.

Верхний уровень ИАСУ РЭС автоматизирует оперативно-диспетчерские, производственно-технические функции специалистов РЭС и ОЭП (участков) РЭС.

Нижний уровень ИАСУ РЭС должен включать устройства СКЗУ, УТМ или АСУ ТП подстанций и автоматизирует управление оборудованием ПС, ТП, РП, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера РЭС [1].

Функциональная структура ИАСУ РЭС должна соответствовать назначению, функциям и задачам структурных подразделений РЭС и ОЭП в соответствии с рисунком 2.3.

Рисунок 2.3 - Функциональная структура ИАСУ РЭС

3 Требования к АСДУ РЭС

АСДУ представляет собой совокупность технических средств и информационно-математического обеспечения, которые используются при диспетчерском управлении на основе ЭВМ.

Нормативным материалом при определении требований к АСДУ РЭС является Руководящий документ «Основные положения по автоматизации района электрических сетей» [1].

АСДУ РЭС должна обеспечивать:

- бесперебойное в рамках договорных обязательств электроснабжение потребителей;

- обеспечение экономичности и качества электроснабжения;

- обеспечение безопасного производства работ в соответствии с требованиями ПТБ и управления другими директивными материалами;

- взаимодействия со смежными автоматизированными системами;

- взаимодействие с оперативным персоналом.

АСДУ РЭС должна быть представлена в виде двухуровневой системы в соответствии с рисунком 3.1.

Рисунок 3.1 - Структура АСДУ РЭС (принципиальная схема)

На нижнем уровне – КП (контролируемые пункты) должно осуществляться:

- сбор информации от первичных датчиков и преобразователей, решение локальных задач сигнализации, измерений, диагностики, управления, защиты и автоматики;

- предварительная обработка и передача результатов работы на более высокие по иерархии уровни системы управления. В настоящее время наиболее перспективным методом обмена информации является ОРС-технология [1].

Технической базой нижнего уровня должны являться:

- интеллектуальные устройства сбора, обработки и передачи данных на основе программируемых аппаратных средств;

- технические средства подсистемы АСКУЭ на объекте управления;

- интеллектуальные устройства для реализации функций автоматики и приёма-передачи данных от цифровых защит на основе программируемых аппаратных средств;

- приборы по определению мест повреждения;

- микропроцессорные защиты;

В состав АСДУ РЭС нижнего уровня должны включаться не менее двух программируемых контроллеров. Один контроллер реализует функции релейной защиты и автоматики, другой - функции сбора, передачи и обработки телеметрических данных. При этом технические характеристики и программное обеспечение каждого из контроллеров должны обеспечивать возможность отработки всех вышеперечисленных функций на одном устройстве. Такая конфигурация интеллектуальных устройств нижнего уровня АСДУ позволит иметь горячий резерв и обеспечит возможность плановых ремонтов и аварийной замены устройств. Данная архитектура в соответствии с рисунком 3.2 позволит корректно разделить границы ответственности за эксплуатацию оборудования между технологическими подразделениями РЭС (ФЭС).

Рисунок 3.2 - Архитектура технических средств нижнего уровня

На верхнем уровне АСДУ – диспетчерском пункте (ДП) РЭС должны решаться задачи:

- управления (автоматического, оперативного);

- расчетные (планирование режима, ОМП и др.);

- информационной поддержки (обеспечение принятия решений) диспетчера;

-  тренажер.

К автоматическому управлению относятся задачи, решаемые средствами релейной защиты, автоматики и регулирования.

К задачам оперативного управления, решаемым на часовых и внутричасовых временных интервалах средствами оперативно-информационных управляющих комплексов (ОИУК), относятся:

- сбор информации от устройств телемеханики:

- вывод информации на устройства телемеханики;

- контроль исправности устройств телемеханики и каналообразующей аппаратуры;

- масштабирование телеинформации:

- контроль достоверности телеинформации;

- контроль телеинформации по уставкам;

- фильтрация и сглаживание телеинформации:

- дорасчет нетелеизмеряемых режимных параметров;

- отображение и представление телеинформации и текущего состояния схем электрических сетей и подстанций диспетчерскому персоналу и другим пользователям на экранах мониторов:

- вывод телеинформации на устройства печати;

- ведение архивов: минутных и часовых значений телеизмерений, архивов анализируемых ситуаций и событий;

- телеуправление;

- автоматическая регистрация и архивирование диспетчерских переговоров;

- ведение «Оперативного журнала» и других диспетчерских журналов;

- ведение справочной системы диспетчерской документации, в том числе: ввод, коррекция, хранение, быстрый поиск и отображение инструкций, циркуляров, правил, схем допустимых нагрузок и т.д. [1]

К задачам планирования режимов относятся задачи перспективного долгосрочного (год, квартал, месяц) и краткосрочного (неделя, сутки, часть суток) планирования, в том числе:

- обработка и достоверизация контрольных замеров нагрузки;

- определение статических характеристик нагрузок;

- прогноз нагрузок в узлах электрических сетей на характерные периоды;

- расчет и анализ установившихся режимов, надежностных характеристик электрических сетей напряжением 6-10 кВ и выборочно сетей 0,4, 35-110 кВ;

- расчет токов короткого замыкания в электрических сетях 6-10 кВ;

- расчет токов короткого замыкания и выбор плавких вставок в сетях 0,4 кВ;

- расчет уставок релейной защиты и автоматики в распределительных сетях 6-10 кВ;

- оптимизация законов регулирования напряжения в центрах питания, выбор ответвлений трансформаторов распределительных сетей, оптимизация режимов работы конденсаторных батарей и других местных средств регулирования напряжения;

- расчет, анализ, нормирование и прогноз потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4-10 кВ;

- прогнозирование и анализ загрузки трансформаторов распределительных сетей и выбор экономичного режима их работы;

- расчет оптимальных точек размыкания электрических сетей по критерию минимума потерь электроэнергии (мощности), надежности;

- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключение их к электрическим сетям;

- разработка и корректировка нормальной и ремонтной схем электрических сетей;

- разработка типовых ремонтных схем;

- определение эквитоковых зон при коротких замыканиях в электрических сетях с целью отыскания и локализации поврежденных участков и др.

На ДП РЭС должны быть организованы не менее двух автоматизированных рабочих мест: АРМ диспетчера РЭС, АРМ начальника РДС (старшего диспетчера РДГ), АРМ специалиста по расчету режимов, АРМ телемеханика [1].

Одной из задач АСДУ является контроль параметров по предельным значениям. Определим предельные значения контролируемых параметров для линий и трансформаторов заданного района электрической сети.

Контроль перегрузки линий

Контроль тока (мощности) выполняется для подачи предупредительного сигнала в случае, когда ток (мощность) превышает максимально допустимый ток в течение времени уставки. В данной функции предусматривается контроль пропускной способности линий по условию нагрева проводников.

Согласно Инструкции по ликвидации аварийных режимов в ОЭС Беларуси максимально допустимая аварийная токовая нагрузка на провода воздушной линии не должна превышать 120% нагрузки, длительно допустимой при фактически имеющейся в данное время суток температуре окружающего воздуха. Она определяется путем умножения величины нагрузки, длительно допустимой при температуре окружающего воздуха, равной +25 0С, на соответствующий коэффициент согласно таблице 3.1 [5].

Таблица 3.1 – Коэффициенты перегрузки линий
Температура окружающей среды, 0С	-5 и ниже	0	+5	+10	+15	+20
Коэффициент перегрузки	1.55	1.49	1.44	1.38	1.33	1.26
Температура окружающей среды, 0С	+25	+30	+35	+40	+45	+50
Коэффициент перегрузки	1.20	1.13	1.06	0.97	0.89	0.8

Аварийная перегрузка проводов ВЛ допускается (во избежание отключения потребителей, ограничения выдачи мощности станций) на период ввода резерва, восстановления поврежденных линий и оборудования станций и подстанций, но не более чем на одни сутки.

Рассчитаем аварийную перегрузку для линий заданного района электрической сети. Результаты расчета представим в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Результаты расчета аварийной перегрузки линий
Наименование ВЛ	Марка провода	Допустимая нагрузка ВЛ (А)
		Нормальный режим	Аварийный режим при t окружающего воздуха (0С)
			-5 и ниже	10	15	25
Могилев – Восток	АС-300	690	1069,5	952,2	917,7	828
Северная – Аэропорт	АС-185	510	790,5	703,8	678,3	612
Западная – Аварийная	АС-240	600	930	828	798	720